ES2941889T3 - Sistema de distribución eléctrica fiable con fuente de potencia alternativa - Google Patents

Sistema de distribución eléctrica fiable con fuente de potencia alternativa Download PDF

Info

Publication number
ES2941889T3
ES2941889T3 ES10290590T ES10290590T ES2941889T3 ES 2941889 T3 ES2941889 T3 ES 2941889T3 ES 10290590 T ES10290590 T ES 10290590T ES 10290590 T ES10290590 T ES 10290590T ES 2941889 T3 ES2941889 T3 ES 2941889T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
power
loads
electrical
distribution system
facility
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES10290590T
Other languages
English (en)
Inventor
Martin A Hancock
Markus F Hirschbold
Peter Cowan
John Charles Eggink
Jean-Marie Hypolite
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Schneider Electric USA Inc
Original Assignee
Schneider Electric USA Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schneider Electric USA Inc filed Critical Schneider Electric USA Inc
Application granted granted Critical
Publication of ES2941889T3 publication Critical patent/ES2941889T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J9/00—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting
    • H02J9/04—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source
    • H02J9/06—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source with automatic change-over, e.g. UPS systems
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network
    • H02J13/12—Monitoring network conditions, e.g. electrical magnitudes or operational status
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network
    • H02J13/18—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network characterised by the remotely-controlled equipment, e.g. converters or transformers
    • H02J13/333—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network characterised by the remotely-controlled equipment, e.g. converters or transformers the equipment forming part of substations
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/001—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies
    • H02J3/0012—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies characterised by the contingency detection means in AC networks, e.g. using phasor measurement units [PMU], synchrophasors or contingency analysis
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B70/00—Technologies for an efficient end-user side electric power management and consumption
    • Y02B70/30—Systems integrating technologies related to power network operation and communication or information technologies for improving the carbon footprint of the management of residential or tertiary loads, i.e. smart grids as climate change mitigation technology in the buildings sector, including also the last stages of power distribution and the control, monitoring or operating management systems at local level
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B90/00—Enabling technologies or technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02B90/20—Smart grids as enabling technology in buildings sector
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/30—State monitoring, e.g. fault, temperature monitoring, insulator monitoring, corona discharge
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
    • Y04S20/12—Energy storage units, uninterruptible power supply [UPS] systems or standby or emergency generators, e.g. in the last power distribution stages
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
    • Y04S20/20—End-user application control systems
    • Y04S20/248—UPS systems or standby or emergency generators

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Emergency Management (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Abstract

Un método para administrar un sistema de distribución de energía eléctrica para un centro de atención médica que tiene cargas eléctricas que incluyen cargas críticas que requieren un suministro de energía altamente confiable. Un controlador recibe señales de dispositivos en el sistema de distribución de energía y una red de comunicaciones está acoplada al controlador y los dispositivos en el sistema de distribución de energía. El controlador recibe información sobre la entrega de energía a las cargas, incluida la ocurrencia de condiciones de disparo que interrumpen la entrega de energía a las cargas identificadas. El controlador transmite una alarma cuando ocurre una condición de disparo para que se puedan tomar medidas para reanudar el suministro de energía a las cargas a las que se ha interrumpido el suministro de energía; almacena y evalúa periódicamente información sobre la ocurrencia de condiciones de disparo y usos de la fuente de energía alternativa por carga; y transmite una alerta cuando la evaluación identifica un cambio de rendimiento para cualquier carga. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Sistema de distribución eléctrica fiable con fuente de potencia alternativa
Campo técnico
La presente invención se refiere a sistemas de comunicación para proporcionar potencia de emergencia y, más específicamente, a una red de comunicaciones para monitorizar un sistema para determinar si aplicar potencia de emergencia.
Antecedentes
Las instalaciones de atención sanitaria tales como los hospitales dependen de un suministro de potencia ininterrumpido, especialmente para zonas críticas tales como el departamento de urgencias. Por ejemplo, hay diferentes departamentos en los que la energía ininterrumpida es obligatoria y se requiere un mantenimiento coordinado. Las salas de operaciones, las unidades de cuidados intensivos, los centros de datos, son zonas típicas en las que la potencia eléctrica es esencial e incluso vital. Tales instalaciones incluyen normalmente un sistema eléctrico normal que incluye tanto circuitos y equipos no esenciales que no se requiere que tengan una fuente de potencia alternativa como sistemas eléctricos esenciales. Tales sistemas eléctricos esenciales incluyen un sistema de suministro de potencia de emergencia (Emergency Power Supply System, EPSS) que incluye circuitos y equipos usados para suministrar potencia alternativa a cargas vitales para la protección de la vida y la seguridad, y un sistema de equipos que incluye circuitos y equipos usados para suministrar equipos de potencia. Estos pueden incluir circuitos relacionados con el cuidado de los pacientes, tales como la UCI o salas de operaciones, así como iluminación de emergencia, sistemas de alarmas, cargadores de baterías, centros de datos y todos los equipos de infraestructura eléctrica necesarios para garantizar que las interrupciones de potencia de equipos vitales o de seguridad vital se mantienen a menos de una duración legislada máxima (normalmente 10 segundos en EE.UU.). Un nivel inferior de sistemas esenciales puede proporcionar potencia para sistemas de seguridad, de extinción de incendios y otros sistemas.
Los sistemas de suministro de potencia de emergencia incluyen una o más fuentes de potencia alternativas tales como UPS o grupo electrógeno que pueden suministrar a la instalación de atención sanitaria potencia durante una interrupción de la potencia suministrada por servicios públicos principales. Se transfiere potencia desde el suministro de servicios públicos principales hasta las fuentes de potencia alternativas usando conmutadores de transferencia automática (Automatic Transfer Switches, ATS) siempre que se interrumpe el suministro de servicios públicos principales. Una instalación puede tener uno o varios EPSS independientes.
El documento US 2009/150100 A1 muestra métodos y sistemas de uso de un conmutador de transferencia automática en un edificio para conmutar de una fuente de potencia de servicios públicos principales a una fuente de potencia alternativa, cuando falla la fuente de potencia de servicios públicos principales. El conmutador de transferencia automática envía una petición a una interfaz de control de potencia alternativa para potencia de respaldo cuando se produce tal fallo, y la interfaz de control de potencia alternativa transmite una señal de habilitación al conmutador de transferencia automática para conmutar a la fuente de potencia alternativa.
Dependiendo de la jurisdicción de la instalación, diferentes requisitos normativos indican cómo se necesita realizar el mantenimiento y las pruebas de los sistemas de EPS. Muchos países obligan normas de cumplimiento específicas para pruebas de generadores y algunos requieren informes formales para agencias gubernamentales y muchos con fines de auditoría. Estas normas de cumplimiento pueden obligarse por gobiernos federales, gobiernos locales (estatales/provinciales) o por organizaciones privadas. Por ejemplo, en EE.UU., se requiere que los hospitales sometan a prueba sus EPSS al menos 12 veces al año, cada 20 a 40 días, durante 30 minutos a o por encima de la temperatura de salida del motor recomendada por el fabricante o a una carga mínima del 30% del valor nominal de la placa de características de los generadores. Además, normalmente se requieren tiempos de transferencia máximos de menos de 10 segundos.
Resulta habitual que los generadores de respaldo no logren arrancar o no logren funcionar con carga completa debido a pruebas y mantenimiento insuficientes. De hecho, en algunos casos, las pruebas de funcionamiento nominal pueden realmente crear problemas dentro de los grupos electrógenos que pueden afectar al funcionamiento en una verdadera situación de emergencia (tales como acumulación húmeda, en la que carbono o combustible sin quemar se acumula en el sistema de escape cuando los tiempos de funcionamiento del generador son demasiado cortos o se realizan fuera de los parámetros recomendados por el fabricante).
Con frecuencia se subestiman los problemas que surgen de la disponibilidad y calidad de potencia y pueden tener graves consecuencias sobre la vida humana, la economía, operaciones técnicas y el medio ambiente, por no mencionar el impacto sobre la imagen de un hospital. El riesgo nulo no existe, pero pueden prevenirse fallos adoptando un enfoque de “fiabilidad” adoptando medidas para mejorar la fiabilidad de la infraestructura de distribución eléctrica en una instalación de atención sanitaria. Esta estrategia, en su conjunto, consiste en correlacionar las necesidades de los gestores de instalación con soluciones técnicas demostradas y cualificadas, desarrolladas específicamente para actividades críticas, a lo largo de toda la instalación.
Por tanto, existe una necesidad de un sistema integrado para garantizar que la distribución eléctrica se mantiene en zonas críticas en una instalación de atención sanitaria tal como un hospital. El objetivo de la presente invención es proporcionar un sistema de distribución eléctrica mejorado para una instalación de atención sanitaria que tiene cargas eléctricas que incluyen cargas que requieren un suministro de potencia altamente fiable, y un método de gestión de un sistema de distribución eléctrica mejorado de este tipo. Este objetivo se resuelve mediante el objeto de las reivindicaciones independientes 1 a 3.
Resumen
Según una realización, se proporciona un método para gestionar un sistema de distribución de potencia eléctrica para una instalación de atención sanitaria que tiene cargas eléctricas que incluyen cargas críticas que requieren un suministro de potencia altamente fiable, una fuente de potencia de servicios públicos principales para suministrar potencia a las cargas mediante el sistema de distribución de potencia, una fuente de potencia alternativa para suministrar potencia a al menos algunas de las cargas en caso de perturbación de la potencia procedente de la fuente de servicios públicos principales, un controlador que recibe señales a partir de los dispositivos en el sistema de distribución de potencia, y una red de comunicaciones acoplada al controlador y a los dispositivos en el sistema de distribución de potencia. El controlador recibe, a través de la red de comunicaciones, información referente al suministro de potencia a las cargas a partir de la fuente de servicios públicos principales, incluyendo la información la aparición de condiciones de desconexión que interrumpen el suministro de potencia a cargas identificadas. El controlador también transmite, a través de la red de comunicaciones, una alarma cuando se produce una condición de desconexión de modo que puede tomarse una acción para reanudar el suministro de potencia a cargas a las que se les ha interrumpido el suministro de potencia; almacena y evalúa periódicamente información referente a las apariciones de condiciones de desconexión y usos de la fuente de potencia alternativa por una carga; y transmite, a través de la red de comunicaciones, una alerta cuando la evaluación identifica un cambio de rendimiento para cualquier carga. Se inicia una acción de mantenimiento en respuesta a la alerta y se comunica la alerta a una estación de gestión de instalación remota en formato de información de diagnóstico en tiempo real.
En implementaciones específicas, el sistema de distribución de potencia incluye arquitecturas de bucle tanto de baja tensión como de tensión media; la información de diagnóstico incluye información referente al nuevo cierre remoto de disyuntores; la información de diagnóstico inicia una comprobación de fallos para determinar las causas de condiciones de desconexión y si puede reanudarse de manera segura el suministro de potencia; la alerta se genera automáticamente por la estación de gestión de instalación remota; la información de diagnóstico incluye información que se origina en disyuntores en el sistema de distribución eléctrica; y/o se transmite una llamada de servicio o mantenimiento predictivo en respuesta a la recepción de información referente a una condición de desconexión. Los aspectos anteriores y otros de la presente invención resultarán evidentes para los expertos habituales en la técnica a la vista de la descripción detallada de diversas realizaciones, que se realiza con referencia a los dibujos, de los cuales a continuación se proporciona una breve descripción.
Breve descripción de los dibujos
La invención se entenderá mejor a partir de la siguiente descripción de realizaciones preferidas junto con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
La figura 1 es un diagrama de bloques de un sistema de fiabilidad en una instalación que integra diversos componentes para garantizar la disponibilidad de potencia.
Las figuras 2A y 2B son diagramas de dos posibles bucles de tensión media para el sistema de fiabilidad de la figura 1.
La figura 2C es un diagrama de un bucle de tensión media reconfigurable para el sistema de fiabilidad de la figura 1. La figura 3A es un diagrama de una de las unidades de restauración de potencia de crisis eléctrica (Electrical Crisis Power Restoration, ECPR).
La figura 3B es un diagrama de flujo de un procedimiento de responder a fallos detectados, usando las unidades de ECPR.
La figura 3C es un diagrama esquemático de un dispositivo de prueba de cortocircuito incluido en cada una de las unidades de ECPR.
La figura 4 es un diagrama de bloques del sistema de zona crítica del sistema de fiabilidad de la figura 1.
La figura 5 es un diagrama de bloques funcional que muestra el sistema de suministro de potencia de emergencia automatizado del sistema en la figura 1.
La figura 6A es una configuración esencial o básica del sistema de suministro de potencia de emergencia automatizado en la figura 5.
La figura 6B es una configuración potenciada del sistema de suministro de potencia de emergencia automatizado en la figura 5.
La figura 6C es una configuración exhaustiva del sistema de suministro de potencia de emergencia automatizado en la figura 5
La figura 7 es un diagrama de flujo de un servicio de resolución de problemas basado en el sistema de fiabilidad en la figura 1.
La figura 8 es un diagrama de flujo de un procedimiento inventivo para evaluar información referente a apariciones de condiciones de desconexión usando el sistema de fiabilidad de la figura 1.
La figura 9 es un diagrama de flujo de un procedimiento, no cubierto por las reivindicaciones, de llevar a cabo un estudio de coordinación usando el sistema de fiabilidad de la figura 1.
La figura 10 es un diagrama de flujo de un procedimiento, no cubierto por las reivindicaciones, de monitorizar información usando el sistema de fiabilidad de la figura 1.
Descripción detallada
Aunque la invención se describirá en relación con determinadas realizaciones preferidas, se entenderá que la invención no se limita a esas realizaciones particulares. Por el contrario, se pretende que la invención cubra todas las alternativas y modificaciones que se encuentren dentro del alcance de la invención tal como se define por las reivindicaciones adjuntas.
El presente ejemplo se refiere a un sistema de fiabilidad para zonas críticas de una instalación tal como una instalación de atención sanitaria que garantiza la fiabilidad y disponibilidad de potencia para permitir que procedimientos y sistemas sigan funcionando en todas las circunstancias para cargas críticas en tales zonas que requieren un suministro de potencia altamente fiable. El sistema de fiabilidad dado a conocer integra y permite la comunicación y gestión compartidas de múltiples productos y equipos juntos para instalaciones de atención sanitaria tales como una instalación de hospital. El sistema de fiabilidad consiste en muchos subcomponentes que se combinan para monitorizar e interaccionar para aumentar la seguridad global, garantizar la trazabilidad y mejorar la fiabilidad de la infraestructura eléctrica de la instalación de hospital. El sistema de fiabilidad combinado descrito a continuación cubre los requisitos de potencia desde la entrada de servicio hasta la conexión a lo largo de toda la instalación de hospital y proporciona la alta fiabilidad de potencia requerida. En la instalación de hospital, hay diferentes departamentos en los que la energía ininterrumpida es obligatoria y se requiere un mantenimiento coordinado. Las salas de operaciones, las unidades de cuidados intensivos, los centros de datos, son unidades típicas en las que la potencia eléctrica es esencial e incluso vital. Evidentemente, debe entenderse que el sistema de fiabilidad se explica en cuanto a una instalación de hospital, pero puede aplicarse a cualquier tipo de campus o edificios críticos.
La figura 1 es un diagrama de bloques de los componentes de un sistema de fiabilidad 100 en una instalación de atención sanitaria tal como una instalación de hospital 102. La instalación de hospital tiene cargas eléctricas que incluyen cargas críticas que requieren un suministro de potencia altamente fiable. Hay varios componentes independientes que funcionan unos junto a otros para crear el sistema de alta fiabilidad 100. Una fuente de potencia de servicios públicos principales tal como una entrada de servicio de tensión media (Medium Voltage, MV) suministra potencia que fluye a través de toda la red de distribución eléctrica hasta la distribución final de cargas en la zona de sala de operaciones y secciones de hospital. El sistema combina los componentes de dispositivos de entrada de servicio medio, reconfiguración de bucle de conmutador de transferencia automática (ATS) de tensión media, unidades de diagnóstico de distribución eléctrica (ECPR) de baja tensión como parte de un sistema de prevención y recuperación de crisis de emergencia (ECPR), un sistema de sala de operaciones, paneles de conmutación de baja tensión, un ATS de baja tensión, un panel de conmutación de secciones de hospital, sistemas de suministro de potencia de emergencia (Emergency Power Supply Systems, EPSS), monitorización de potencia y los servicios remotos en el sistema de fiabilidad total 100 para la instalación de hospital 102. Alternativamente, cuando no hay un bucle de tensión media y conmutador de transferencia automática, el sistema de tensión media y el conmutador de transferencia automática pueden ser componentes autónomos.
En este ejemplo, el mantenimiento y funcionamiento del sistema de las instalaciones de hospital se subcontratan a un gestor de instalación de tercero tal como un proveedor de servicios de tercero externo 104 que funciona como gestor de instalaciones remotas. La combinación de las características avanzadas de un sistema de prevención y recuperación de crisis de emergencia (ECPR), monitorización de potencia y servicios gestionados de manera remota permiten que el tercero proporcione servicios a través de un portal web en línea. Habilitando que terceros realicen la gestión de instalación, toda la red de distribución eléctrica puede gestionarse de manera remota y a la instalación de hospital 102 se le proporciona información de tal manera que puede tomar decisiones informadas sobre sus operaciones. La figura 1 muestra los productos/servicios que constituyen el sistema de fiabilidad 100.
El sistema de fiabilidad 100 incluye un sistema de bucle de tensión media 110, un sistema de prevención y recuperación de crisis de emergencia (ECPR) que puede incluir un sistema de diagnóstico de distribución eléctrica de baja tensión 112 (denominado a continuación en el presente documento “unidades de ECPR”), un sistema de zona crítica 114, una zona no crítica 116, un sistema de suministro de potencia de emergencia 118, un sistema de prueba de EPSS automatizado 120 y servicios remotos proporcionados por el proveedor de servicios remotos 104. La instalación de hospital 102 también incluye un sistema de monitorización 122 que se interconecta con el sistema de prevención y recuperación de crisis de emergencia (ECPR) 112 y otros sistemas. El proveedor de servicios de tercero 104 se interconecta con sistemas de edificio externos tales como sistemas de HVAC, de iluminación, de incendios, de CCTV, de acceso y eléctricos. El sistema de monitorización 122 puede ser un sistema de control de supervisión y adquisición de datos (Supervisory Control and Data Acquisition, SCADA) o un sistema de gestión de edificio (Building Management System, BMS). El sistema de monitorización 122 incluye una red de comunicaciones que proporciona datos de comunicación entre diversos monitores de cargas y otros sistemas en la instalación. La red de comunicaciones también recopila datos a partir de los diversos monitores y controladores, el sistema de ECPR 112, el sistema de zona crítica 114 y cualquier otro sistema interoperable o compatible en la instalación de hospital 102. La instalación de hospital física en este ejemplo incluye interfaces con zonas altamente críticas que están cubiertas por el sistema de zona crítica 114, una zona moderadamente crítica que puede estar cubierta por un sistema moderadamente crítico 115 y zonas no críticas que están cubiertas por el sistema de zona no crítica 116. Las zonas críticas pueden incluir una sala de operaciones 124, una sección de preoperatorio 126 y una unidad de recuperación de cuidados intensivos 128. Las zonas moderadamente críticas pueden dividirse en sectores que representan edificios o alas 130 (seguridad), 132 (obtención de imágenes médicas) y 134 (administración). Las zonas no críticas (poco críticas) pueden incluir un aparcamiento 136, una cafetería 138 y una sala de espera 139. Generalmente se entiende que los sistemas de tensión media incluyen sistemas que controlan la tensión entre 480 y 15 kV voltios. En este ejemplo, el sistema de bucle de MV 110 incluye un panel de conmutación principal 140 acoplado a dos entradas de servicio de MV 141 y 142 y un generador de emergencia 144. El panel de conmutación principal 140 incluye conmutadores de transferencia automática 146 que enrutan potencia a partir de las entradas de servicio de MV 141 y 142 y el generador de emergencia 144. Diversas subestaciones de Mv 150, 152, 154 y 156 incluyen transformadores que proporcionan baja tensión a diversos sistemas de baja tensión. Una estación de monitorización y control de reconfiguración de MV 158 permite controlar el sistema de ATS 146. Las subestaciones 150, 152, 154 y 156, las entradas de servicio de MV 141 y 142 y el generador de emergencia 144 forman un bucle de MV 160.
Un sistema de baja tensión forma parte del EPSS 118 que garantiza el suministro de potencia al sistema de zona altamente crítica 114. El sistema de baja tensión extrae potencia a partir de las subestaciones de MV 150 y 152. Un sistema de conmutador de transferencia automática de baja tensión 162 está acoplado a las subestaciones de MV 150 y 152 así como a otro generador de emergencia 164. El sistema de ATS 162 enruta potencia a un par de paneles de conmutación de baja tensión redundantes 166 y 168. Los paneles de conmutación 166 y 168 a su vez alimentan potencia a un UPS 170. El UPS 170 y el panel de conmutación redundante 168 están acoplados a un ATS de baja tensión 172 que permite alimentar potencia o bien directamente a partir del panel de conmutación 168 o bien a partir del UPS 170 a una zona altamente crítica tal como la sala de operaciones 124.
La subestación de MV 154 proporciona potencia a un sistema de baja tensión que garantiza potencia al sistema medianamente crítico 115. La subestación de MV 154 está acoplada a un sistema de ATS de baja tensión 180 que también está acoplado a otro generador de emergencia 184. El sistema de ATS de baja tensión 180 está acoplado a su vez a un panel de conmutación de baja tensión 186 que proporciona potencia a zonas medianamente críticas 130, 132 y 134. El sistema de ATS 180 permite conmutar al generador 184 para obtener potencia si la subestación 154 está deshabilitada. La subestación de MV 156 está acoplada a un panel de conmutación de baja tensión 190 que proporciona potencia a zonas no críticas 136, 138 y 139.
El bucle de MV 160 es un componente opcional que ayuda a la distribución eléctrica apropiada. La reconfiguración de MV proporciona distribución eléctrica basándose en una topología de anillo abierto, lo cual mejora el rendimiento del sistema de bucle de MV 110 en cuanto a la fiabilidad y el tiempo de reconfiguración cuando se produce un acontecimiento tal como el fallo de una subestación de potencia. El sistema de bucle de MV 110 integra un sistema de monitorización y control en la estación de control 158. Puede haber cualquier número de bucles tales como uno, dos o tres bucles diferentes, cada uno alimentado a partir de una subestación de suministro (a partir de una o dos entradas de servicios públicos). Los bucles pueden incluir generadores tales como el generador 144 con transformadores elevadores (“step-up”), conectados a uno o diversos bucles (para mutualización de recursos). El generador 144 constituye una fuente de potencia alternativa que forma parte del sistema de potencia de emergencia 118 y suministra potencia al menos a determinadas cargas en la instalación de hospital en caso de perturbación de la potencia procedente de los servicios de entrada de servicios públicos 141 y 142. El sistema de conmutador de transferencia automática 146 acopla selectivamente los servicios públicos principales y las fuentes de potencia alternativas tal como el generador 144 a las cargas eléctricas en la instalación de hospital. En caso de fallo de ambas entradas de servicios públicos, el sistema de conmutador de transferencia automática 146 solicitará en primer lugar al generador de emergencia 144 que arranque y, cuando esté disponible, transferirá las cargas de los servicios de entrada de servicios públicos 141 o 142 al generador de emergencia 144.
La figura 2A es un ejemplo del bucle de MV individual 160 usado para el sistema de bucle de MV 110 en la figura 1. En la figura 2 se usan números de elementos iguales para elementos idénticos a los de la figura 1. El bucle de MV individual 200 incluye el panel de conmutación principal 140 que extrae potencia o bien a partir de las entradas de servicios de MV 141 o 142 o bien a partir del generador de emergencia 144. El sistema de ATS de MV 146 incluye un conmutador de MV 202 acoplado a la entrada de servicio de MV 141 y un conmutador de MV 203 acoplado a la entrada de servicio de MV 142. Los conmutadores 202 y 203 están acoplados a una barra de bus de MV 204 que acopla eléctricamente los diferentes componentes del bucle de MV 200. Un par de circuitos de protección de bucle de Mv 206 y 208 que pueden incluir disyuntores están acoplados entre las subestaciones 150, 152, 154 y 156. Los circuitos de protección de bucle de MV 206 y 208 protegen las subestaciones 150, 152, 154 y 156 frente a condiciones de fallo tales como cortocircuitos y sobrecargas de corriente. Las subestaciones 150, 152, 154 y 156 están en el bucle de MV individual 160.
La figura 2B es un ejemplo de una configuración de múltiples bucles que puede usarse para el sistema de bucle de MV 110. Esta configuración puede ser apropiada para un hospital de campus en el que hay múltiples edificios con múltiples zonas críticas. La figura 2B incluye una primera subestación de suministro 210 y una segunda subestación de suministro de servicios públicos 212. La primera subestación de suministro 210 incluye entradas a partir de una primera entrada de servicio de MV 214 y un generador de emergencia 216 que está acoplado a un transformador elevador 218. Una segunda entrada de servicio de MV 220 está acoplada a la segunda subestación de suministro 212 así como al generador de emergencia 216. La primera subestación de suministro 210 forma parte de un bucle de MV 230 que incluye un transformador 232 y uno de los transformadores de un transformador doble 234. La segunda subestación de suministro 212 forma parte de un segundo bucle de MV 240 que incluye otro transformador 242 y el otro transformador del transformador doble 234. En vez de un transformador doble tal como el transformador 234, pueden incorporarse transformadores independientes para cada uno de los bucles 230 y 240.
El sistema de bucle de MV 110 es una parte crítica de la instalación, ya que un fallo a nivel de media tensión puede tener graves consecuencias tales como el completo apagado de la zona de baja tensión tal como una de las zonas críticas en la figura 1. Por ejemplo, en Europa los reglamentos definen que las ubicaciones médicas requieren una rápida recuperación en caso de fallo eléctrico (similar a Norteamérica u otras zonas geográficas, pero puede haber límites ligeramente diferentes). Por ejemplo, las cargas críticas de nivel más alto, tales como una sala de operaciones, requieren una recuperación en menos de 0,5 segundos, y cargas críticas tales como centros de datos requieren una recuperación en menos de 15 segundos según ciertos reglamentos europeos.
El sistema de bucle de MV 110 incluye un sistema de reconfiguración de bucle automático que proporciona nuevo enrutamiento si una de las subestaciones presenta un fallo. La figura 2C muestra un diagrama de bloques de un ejemplo de sistema de reconfiguración de bucle automático 250. Normalmente, el sistema de reconfiguración de bucle automático 250 incluye una reconfiguración de un bucle 252 ubicada en la subestación de entrada. El sistema de reconfiguración de bucle 250 incluye unidades de retransmisión digital 254 y 256 incorporadas en cada alimentador de bucle (tal como una célula motorizada) y un controlador maestro 258. El sistema de reconfiguración 250 incluye varias subestaciones 260a-h. Cada una de las subestaciones 260a-h incluye una unidad de control de subestación respectiva 262a-h que puede ser un PLC u otro tipo de controlador. Las subestaciones 260a-h incluyen, cada una, un par de sensores respectivos 264a-h y 266a-h. Las subestaciones 260a-h también incluyen disyuntores respectivos 268a-h y 270a-h que están acoplados a un transformador respectivo 272a-h. Las unidades de reconfiguración pueden estar vinculadas al sistema de monitorización de potencia que forma parte del sistema de monitorización global 122 en la figura 1 que monitoriza el sistema de distribución eléctrica (normalmente en forma de un diagrama de líneas individuales general) de la instalación de hospital 102.
Cuando se produce un fallo en un bucle de tensión media tal como el bucle de MV 160 en la figura 1, tal como un fallo de una subestación 260a-h, los disyuntores 268a-h y 270a-h garantizarán la protección y el sistema de reconfiguración 250 reconfigurará el bucle 252 para garantizar que todavía hay potencia disponible para el sistema tal como conmutando a un generador de emergencia. El sistema de reconfiguración 250 aislará la subestación con fallo abriendo los conmutadores, aislará el bucle abierto para volver a energizar el bucle y después cerrará el disyuntor activado. Tal como se muestra en la figura 2C, se detecta un fallo por el sensor 266f en la subestación 260f o el sensor 264e en la subestación 260e. Los datos detectados indican que se ha producido un fallo entre las subestaciones 260e y 260f. El controlador maestro 258 aislará la zona con fallo controlando los diversos disyuntores tales como los disyuntores 270e y 268f. El sistema de reconfiguración 250 enviará un mensaje al sistema de monitorización 122 y/o al proveedor de servicios remotos 104 en la figura 1. Por ejemplo, el tiempo de respuesta para 22 subestaciones desde la apertura del disyuntor hasta el momento en el que vuelve a energizarse el bucle es de menos de 4 segundos. Evidentemente, si hay menos subestaciones en el bucle, se acorta el tiempo de respuesta.
Las unidades de ECPR que forman parte del sistema de ECPR 112 proporcionan (1) diagnóstico en tiempo real y mantenimiento predictivo a nivel tanto de dispositivo como de red, y (2) gestión de crisis que incluye asistencia de restauración de potencia y accesorios de seguridad tales como pruebas de cortocircuitos y nuevo cierre inalámbrico de dispositivos de protección.
Los sistemas de distribución eléctrica se diseñan e instalan con los disyuntores alineados y selectivamente coordinados. A lo largo del tiempo, pueden modificarse ajustes durante pruebas o expansiones de sistema, y la integridad del plan de protección puede verse comprometida. El diagnóstico en tiempo real proporcionado por el ECPR permite el seguimiento de cambios en el plan de protección y garantiza que la coordinación de disyuntores permanece correctamente establecida para la seguridad tanto del personal como de los bienes, y un tiempo de funcionamiento máximo. El ECPR 112 alerta al personal si cambios en los puntos de ajuste de disyuntores afectan a la integridad del plan de protección y permite que el personal realice fácilmente un seguimiento y compruebe el perfil de carga y de temperatura de los disyuntores. Este sistema ayuda a prevenir fallos que requieren conmutar a condiciones de emergencia y potencia de respaldo. Si se produce un fallo, el sistema ayuda a identificar el verdadero origen de problemas eléctricos y a volver a operaciones normales de manera segura y rápida.
La gestión de crisis garantiza una restauración segura y rápida de averías, y la protección de personal de mantenimiento frente a arcos eléctricos. Específicamente, la gestión de crisis proporciona información contextual sobre una desconexión eléctrica, ayuda a identificar la causa del fallo y después volver a operaciones normales sin contratiempos y de manera eficiente con garantía mediante una manera segura e inalámbrica de cerrar el disyuntor activado.
Tal como se representa en la figura 3A, se proporcionan unidades de ECPR 300a, 300b... 300n en cada uno de múltiples paneles de conmutación de baja tensión 301a, 301b... 301n. Cada unidad de ECPR incluye un controlador 302, un dispositivo de prueba de cortocircuito 303 y un control de cierre de disyuntor inalámbrico 304 para todos los disyuntores asociados con el panel de conmutación 301 de ese ECPR.
El controlador 302 en cada unidad de ECPR 300 está acoplado a su dispositivo de prueba de cortocircuito 303 asociado y a todos los disyuntores (indicados mediante los símbolos de conmutador en la figura 3A) asociados con su panel de conmutación 301. Además, cada controlador 302 está acoplado a un Ethernet 305 que acopla cada controlador 302 a todos los demás controladores en los otros ECPR y al sistema de monitorización de nivel superior y software para proporcionar información de coordinación y una respuesta de llamada de servicio o mantenimiento predictivo. Los propósitos básicos de los controladores 302 son (1) gestión de crisis proporcionando asistencia en caso de desconexiones (por ejemplo, proporcionar análisis de contexto de la desconexión, asistencia para aclaramiento de fallos y restauración de potencia guiada), y (2) ayudar a anticipar problemas ejecutando un análisis de selectividad permanente sobre ajustes cambiados, y diagnóstico en tiempo real de los disyuntores y la red, usando algoritmos de envejecimiento y monitorización de parámetros de desgaste, basándose en condiciones del entorno, evaluación de carga en tiempo real y condiciones históricas tales como número de desconexiones/funcionamiento y descarga de energía. Se usan alarmas predefinidas para realizar un seguimiento de condiciones y generar alarmas o avisos cuando se detectan anomalías de red.
Cada controlador 302 puede comunicarse con disyuntores de comunicación y dispositivos de medición usando un protocolo tal como Modbus que es común para todos los dispositivos. Un ejemplo de un disyuntor de comunicación es el disyuntor “Masterpact” fabricado por Schneider Electric. Puede accederse a los controladores 302 a través de Ethernet 305 a través de un navegador web 306 o directamente a partir de una estación de supervisor 307 o un servicio de gestión remoto 308, y también pueden actuar como pasarelas para sistemas aguas arriba tales como sistemas de monitorización de potencia o servicios de producto y monitorización de energía remotos. Los disyuntores de comunicación pueden cerrarse de manera remota mediante señales enviadas a los controladores 302 desde un ordenador remoto a través de Ethernet 305 o de manera inalámbrica a partir de un teléfono inteligente 309.
Tal como se representa en la figura 3B, el dispositivo de prueba de cortocircuito 303 asociado con cada panel de conmutación 301 está acoplado a cada uno de los disyuntores asociados con ese panel de conmutación para comprobar la presencia de cortocircuitos en los cables entre el alimentador y la carga o un panel de conmutación aguas abajo. Por ejemplo, el dispositivo de prueba de cortocircuito 303 en la figura 3B está conectado a la línea de potencia 310 entre el disyuntor activado 311 y los disyuntores aguas abajo 312 y las cargas 312. Esto permite que un operario verifique, simplemente pulsando un botón en el dispositivo de prueba 303, que no existe ningún cortocircuito (por ejemplo, que el fallo que provocó la desconexión se ha eliminado) aguas abajo del disyuntor activado 311 antes de volver a cerrar ese disyuntor. De manera similar, el dispositivo de prueba de cortocircuito 303' está conectado a las líneas de potencia que conectan los disyuntores 312 a las cargas aguas abajo 313 para someter a prueba para detectar cortocircuitos aguas abajo de los disyuntores 312. Por ejemplo, luces indicadoras de colores diferentes en los dispositivos de prueba 303 y 303' pueden indicar si es seguro volver a cerrar un disyuntor activado o si todavía existe un fallo. También pueden proporcionarse indicadores para indicar cuando no es posible realizar una prueba debido a la presencia de tensión (si se realiza una prueba en un disyuntor sometido a tensión) o existe un fallo de dispositivo interno.
El control de cierre de disyuntor inalámbrico 304 asociado con cada panel de conmutación 301 es un dispositivo de control remoto que permite a un usuario volver a cerrar cualquier disyuntor que contiene una bobina de comunicación, mientras que el usuario está a una distancia segura del disyuntor. Preferiblemente hay un control remoto independiente para cada disyuntor de comunicación, para garantizar que se usa la unidad de control remoto correcta para volver a cerrar el disyuntor deseado, de modo que no se cerrará accidentalmente el disyuntor equivocado.
La unidad de control remoto 304 usa preferiblemente una tecnología de Zigbee que mantiene el consumo de potencia tan bajo que puede usarse una única batería durante toda la vida útil de la unidad, o puede usarse recolección de energía para eliminar completamente la necesidad de una batería. Las señales generadas por el terminal 304 se reciben por una tarjeta de comunicaciones acoplada al controlador 302, que a su vez se comunica con una tarjeta de comunicación en cada disyuntor. Tales tarjetas de comunicación son opciones convencionales en muchos disyuntores, tales como los disyuntores Masterpact disponibles de Schneider Electric. Las señales producidas por cada terminal son únicas, de modo que los controladores 302 pueden determinar qué disyuntor tiene que controlarse en respuesta a señales recibidas a partir de los diferentes terminales para los múltiples disyuntores en cualquier panel de conmutación dado.
Cada terminal 304 incluye un imán de modo que puede acoplarse fácilmente al alojamiento de panel de conmutación adyacente al disyuntor que controla el terminal. Los terminales y sus ubicaciones de montaje en el cerramiento de panel de conmutación tienen preferiblemente código de color para ayudar a mantener múltiples terminales físicamente asociados con los disyuntores respectivos que controlan los terminales.
La figura 3C representa un procedimiento ejecutado por las unidades de ECPR 300 para responder a los fallos detectados. Cuando se detecta un fallo en la etapa 350, se genera un mensaje de alarma y se recibe por el/los usuario(s), tal como el gestor de instalación, mediante SMS, correo electrónico, etc., en la etapa 352. Entonces el usuario se conecta al sistema de ECPR con un ordenador portátil, ordenador de tipo tableta u otro dispositivo usando una conexión tal como Wifi en la etapa 354. El controlador de ECPR determina qué disyuntor(es) se ha(n) activado en la etapa 356 y analiza los modos de fallo y las condiciones de desconexión en la etapa 358. En la etapa 360, el controlador de ECPR predice la causa y ubicación probables del fallo, usando un conjunto de árboles de decisión basándose en una colección de situaciones de desconexiones reales. Basándose en estas predicciones, un operario intenta eliminar o resolver la condición de fallo en la etapa 362 y después acciona el dispositivo de prueba de cortocircuito en la etapa 364 para verificar que se ha eliminado cualquier cortocircuito. Si el operario determina, con la ayuda del ECPR, que es seguro volver a cerrar el/los disyuntor(es) activado(s), se usa(n) la(s) unidad(es) inalámbrica(s) para cerrar de nuevo en la etapa 366 para restaurar la potencia volviendo a cerrar el/los disyuntor(es) activado(s).
Volviendo a la figura 1, el sistema de zona crítica 114 proporciona potencia aislada a una zona crítica tal como la sala de operaciones 124 mediante un transformador de aislamiento integrado (no mostrado en la figura 1). El transformador de aislamiento integrado protege tanto a los pacientes como al personal en la sala de operaciones 124, que normalmente se considera que es un entorno de suelo húmedo, frente a descargas eléctricas. El sistema de zona crítica 114 monitoriza el aislamiento de línea usando un monitor de aislamiento de línea (Line Insulation Monitor, LIM) y proporciona una alarma en caso de un fallo de aislamiento. El sistema de zona crítica 114 también monitoriza parámetros ambientales, tales como temperatura, presión y humedad, para minimizar el riesgo de infección. El sistema de zona crítica 114 también proporciona información relacionada con gases médicos.
El sistema de zona crítica 114 se muestra en la figura 4, que es una vista en perspectiva de un ejemplo de zona de sala de operaciones 400 que incluye la sala de operaciones 124 en la figura 1, una sala de equipos eléctricos 402, una oficina de personal de supervisión 404 y una oficina remota 406. La zona de sala de operaciones 400 incluye una pluralidad de paneles de pantalla táctil 410. Los parámetros anteriores se presentan al personal en la zona de sala de operaciones 400 mediante los paneles de pantalla táctil 410 con el fin de garantizar una disponibilidad de potencia óptima. Este sistema puede aplicarse a zonas críticas tales como salas de operaciones, unidades de cuidados intensivos o unidades de recuperación.
El sistema de zona crítica 114 incluye los paneles de pantalla táctil 410, un sistema de control de monitorización 412, un controlador 414 y un panel de conmutación eléctrico 416. Alternativamente, el controlador 414 puede ser un módulo de controlador de entrada/salida tal como un PLC. Estos componentes combinados entre sí garantizan la continuidad del suministro de potencia eléctrica vital para zonas críticas tales como la zona de sala de operaciones 400. Trabajando en conjunto, los componentes del sistema de zona crítica 114 proporcionan información local y control de sala al personal de sala de operaciones al tiempo que alertan al personal de mantenimiento sobre condiciones peligrosas que requieren atención y permiten la grabación de acontecimientos. El sistema de zona crítica 114 puede estar integrado con un sistema de monitorización de potencia central o sistemas de gestión de edificio que forman parte del sistema de monitorización 122 para la instalación de hospital 102 en la figura 1.
Estos componentes están físicamente dispersados por toda la instalación de hospital 102 tal como se muestra en la zona de sala de operaciones 400 en la figura 4. Por ejemplo, el sistema de monitorización 412 está ubicado en la oficina remota 406. Sin embargo, el sistema de monitorización 412 puede estar ubicado en cualquier parte, tal como remoto con respecto a la instalación, una oficina de mantenimiento local o una estación de trabajo de supervisor 420 ubicada en la oficina de personal de supervisión 404, etc. El sistema de monitorización 412 es el principal punto de conexión entre la zona de sala de operaciones 400 y un sistema de monitorización de nivel superior tal como el sistema de monitorización 122 en la figura 1. El sistema de monitorización 412 tiene diferentes pantallas que pueden visualizarse en la estación de trabajo 420 u otros elementos de visualización, uno de los cuales permite a supervisores de enfermería gestionar sus plantas ofreciendo una visualización del estado de cada sala de operaciones, capacidad para generar informes de acontecimientos y capacidad para establecer umbrales de alarma para temperatura y presión en las salas de operaciones. En otra pantalla, permite avisar automáticamente a personal de mantenimiento sobre cualquier fallo, tener acceso remoto a páginas web para identificación de fallos, ubicación y diagnóstico. Estas pantallas pueden visualizarse por el personal de mantenimiento en un ordenador de mantenimiento 422 o un dispositivo portátil 424.
El panel de pantalla táctil de sala de operaciones 410 está ubicado en la sala de operaciones 124 y visualiza datos ambientales, médicos y eléctricos en tiempo real para el cirujano o la enfermera. El principal propósito de esto es informar al equipo médico sobre un fallo eléctrico o fallo de aislamiento en la instalación eléctrica o cualquier equipo conectado en la sala de operaciones 124, y recibir notificación si se requiere o está realizándose mantenimiento. Los controladores 414 y el panel de conmutación eléctrico 416 están conectados a la infraestructura de distribución eléctrica en la instalación de hospital. En este ejemplo, los controladores 414 y el panel de conmutación eléctrico 416 están ubicados en un pasillo justo fuera del quirófano o en la sala de equipos eléctricos 402 cercana.
En la práctica, los componentes funcionan para mejorar la fiabilidad y reducir el tiempo de inactividad de la siguiente manera cuando se produce un fallo eléctrico. Cuando se produce un fallo, se detecta por este sistema. El fallo se visualiza inmediatamente en el panel de pantalla táctil local 410 en la sala de operaciones 124 y se envía a la estación de trabajo 420 en la oficina de supervisión 404. También se envía el fallo al mismo tiempo al personal de mantenimiento (mantenimiento de instalación local, servicios remotos tales como el proveedor de servicios remotos 104 en la figura 1, o ambos) mediante el ordenador de mantenimiento 422 y/o el dispositivo portátil 424. Se envía la alarma o bien a servicios remotos o bien a la gestión de instalación local mediante un gestor de alarmas. Por ejemplo, el gestor de alarmas remoto envía un mensaje (mediante SMS) a un personal de mantenimiento de instalación mediante un dispositivo portátil 424 tal como un teléfono móvil mediante un módem de GSM.
En primer lugar, el mantenimiento puede dar acuse de recibo de manera remota de la alarma, lo cual se visualiza en los paneles de pantalla táctil 410 o la estación de trabajo 422 o el dispositivo portátil 424, y ayuda a resolver el problema acortando el tiempo de resultado. Puede ser posible una reparación remota porque la información que se proporciona en la llamada de mantenimiento puede visualizarse en una pantalla de modo de mantenimiento a la que puede accederse de manera remota desde cualquier ordenador o dispositivo con capacidad de Internet tal como la estación de trabajo 422 o el dispositivo portátil 424, o bien por personal de mantenimiento de instalación en el sitio o bien por el proveedor de servicios remotos 104. En este ejemplo, la pantalla de modo de mantenimiento del sistema 114 está protegida mediante seguridad tal como nombre de usuario/contraseña y otros protocolos de seguridad. La pantalla de modo de mantenimiento proporciona detalles sobre el fallo para realizar una decisión inmediata sobre la reparación sin necesidad de cerrar la zona de sala de operaciones 400 para resolver el problema. El problema tal como una ubicación de fallo puede observarse a través de una pantalla de visualización de infraestructura eléctrica virtual que permite al personal de mantenimiento localizar la sección de la instalación que presenta el fallo, y permite que el personal de mantenimiento trabaje en la reparación. Puede avisarse al personal médico de que un técnico está reparando el problema mediante el panel de pantalla táctil 410. El sistema de la jefa de enfermería y otros monitores tales como los paneles de pantalla táctil 410 pueden rastrear todos los acontecimientos en el registro de datos para realizar un seguimiento y análisis adicionales. También se visualizan y se registran otros parámetros tales como temperatura, humedad, presión, gases médicos y excepciones o errores eléctricos.
El acceso remoto por el personal de mantenimiento mediante el sistema de monitorización 412 permite el rápido tiempo de respuesta a un fallo para reducir el tiempo de inactividad. Conectar el sistema de monitorización 412 al sistema de gestión de edificio (BMS) de la instalación o a otros sistemas de instalación en el sistema de monitorización principal 122 en la figura 1 permite la integración en el flujo de trabajo actual. Por ejemplo, puede avisarse automáticamente a los técnicos o servicios remotos mediante SMS u otros medios de comunicación sobre un fallo actual mediante el software de gestión de alarmas remotas conectado al BMS del hospital u otro software de monitorización.
Accediendo al módulo de informe de alarmas, puede informarse a los servicios remotos y/o al personal de mantenimiento local inmediatamente sobre el problema y el operario puede dar acuse de recibo de la alarma a partir de su estación de trabajo 422. Esto resulta útil porque garantiza que el personal médico recibe automáticamente la información de que el problema está en proceso de resolverse. También permite que el personal de instalación comience a trabajar en el problema sin necesidad de parar o cerrar la sala de operaciones 124 u otras zonas críticas.
Para zonas no críticas de hospitales tales como las zonas no críticas 136, 138 y 139 en la figura 1, hay múltiples necesidades de potencia eléctrica desde críticas hasta no críticas. Entender el uso y prevenir la sobrecarga en circuitos críticos durante un acontecimiento tal como un fallo de potencia resulta vital para la fiabilidad del sistema. Tener la capacidad de monitorizar y controlar cargas específicas en una instalación de hospital permite una estabilidad mejorada y una respuesta más rápida frente a un fallo catastrófico.
La mayoría de las habitaciones de pacientes de hospitales (secciones) tienen múltiples tomas de potencia, habitualmente designadas por color según la criticidad de la carga que va a conectarse. Con frecuencia, los usuarios (enfermeras y pacientes) no se dan cuenta de las consecuencias de conectar un equipo no crítico en una toma crítica. En el caso de una pérdida de potencia de servicios públicos, pueden eliminarse las cargas no críticas para asegurarse de que hay suficiente potencia de emergencia disponible para cargas críticas. Sin embargo, si se enchufa un número significativo de dispositivos no críticos en tomas de potencia críticas, esas cargas no pueden eliminarse cuando el hospital tiene que depender de la generación de emergencia.
La capacidad para monitorizar estrechamente las cargas conectadas a las tomas críticas mediante el software de monitorización garantiza que no se sobrepasa el umbral de disponibilidad de potencia de emergencia. Como con el sistema de zona crítica 114, el acceso remoto a información sobre fallos por el personal de mantenimiento mediante el sistema de monitorización permite el rápido tiempo de respuesta frente a un fallo para reducir el tiempo de inactividad. De manera similar, tener el sistema de monitorización conectado al sistema de gestión de edificio (BMS) de la instalación permite una fácil integración en su flujo de trabajo actual. Una acción predictiva tomada sobre la identificación de dispositivos no críticos que están enchufados en tomas de potencia críticas, y por tanto la sección que no puede energizarse de manera apropiada durante la generación de emergencia, contribuyen a la fiabilidad y disponibilidad de potencia necesaria para seguir funcionando en todas las circunstancias.
El sistema de pruebas y validación de EPSS 120 en la figura 1 se describe en detalle en la solicitud de patente estadounidense con n.° de serie 12/917.537 titulada “Automated Emergency Power Supply Test Using Engine Exhaust Temperature”. El sistema de prueba del sistema de suministro de potencia de emergencia automatizado (EPSS) 120 monitoriza y proporciona control secundario de un esquema de pruebas de EPSS. Graba formas de onda de equipos críticos y genera informes que cumplen con los reglamentos relevantes (NFPA 99 y 110) que se envían por correo electrónico a gestores de instalación, servicios remotos y también puede proporcionar notificación simplificada para otras partes interesadas clave, tales como los CEO de una instalación o edificio. El sistema de prueba de EPSS 120 tiene capacidad de monitorización y control que iniciará pruebas de EPSS y monitorizará el tiempo de conmutación y las características del sistema para garantizar que la fiabilidad y capacidad de respuesta del sistema no se han visto comprometidas. Proporciona alertas sobre problemas de sistema que impulsarán una acción de mantenimiento y garantizarán que es funcional al 100% durante un acontecimiento real.
El sistema de prueba de EPSS 120 aumenta la fiabilidad de sistema al tener el hardware y software para medir y monitorizar electrónicamente de manera automática el EPSS 118 en todo momento sin ser intrusivo basándose en datos reales y en su mayor parte sin requerir personal para la grabación manual de los datos de prueba.
El EPSS 118 en la figura 1 incluye una o más fuentes de potencia alternativas tales como el generador de emergencia 144, conmutadores de transferencia automática y disyuntores de protección. La una o más fuentes de potencia alternativas pueden suministrar a la instalación potencia durante una interrupción de la potencia suministrada por servicios públicos principales. Normalmente, las fuentes de potencia alternativas están compuestas por uno o más generadores alimentados por diésel o gas, dimensionados para portar, como mínimo, cualquier carga vital, crítica y de emergencia. Después de interrumpirse el suministro de servicios públicos principales, se transfiere potencia desde el suministro de servicios públicos principales hasta las fuentes de potencia alternativas usando los conmutadores de transferencia automática.
Los tres componentes principales se acoplan con equipos de monitorización (por ejemplo, medidores de potencia basados en ION 7550/7650 disponibles de Schneider Electric), que a su vez se acoplan al software de monitorización. Cuando una instalación, tal como la instalación de hospital 102 en la figura 1, experimenta un acontecimiento tal como pérdida de la fuente de potencia primaria que avanza por la instalación, el conmutador de transferencia automática en el panel de conmutación principal 140 permite el arranque del generador 144 y el cambio al generador cuando se activa el ATS.
La figura 5 es un diagrama de bloques funcional que muestra un ejemplo de configuración y componentes de una configuración de prueba de sistema de suministro de potencia de emergencia automatizado (EPSS) 500 simplificada que puede ser parte o la totalidad del sistema de prueba de EPSS 120 en la figura 1. La configuración de prueba de EPSS 500 incluye una red de comunicaciones 502, tal como una red de Ethernet, conectada a un dispositivo informático 504, tal como un ordenador o un servidor, una base de datos 506 y un conmutador de transferencia automática (ATS) 508. Un estado (por ejemplo, “prueba”, “normal” y “emergencia”) del ATS 508 se monitoriza mediante un primer dispositivo de monitorización o controlador de lógica programable (Programmable Logic Controller, PLC) 510, y un segundo dispositivo de monitorización de potencia 512 mide una característica de potencia, tal como corriente o tensión, generada por el generador 144 y transforma la corriente o tensión medida en datos de parámetros eléctricos correspondientes (por ejemplo, potencia) para su comunicación a través de la red de comunicaciones 502. La información de estado del ATS 508 también puede incluir información de fuente de potencia que indica que hay potencia normal disponible a partir de la fuente de potencia de servicios públicos principales 142 o que hay potencia de emergencia o alternativa disponible a partir de la fuente de potencia alternativa tal como el generador 144. Cuando se notifica esta información de estado adicional al primer dispositivo de monitorización 510, el sistema de prueba de EPSS 120 puede usarse para registrar datos de parámetros eléctricos y de motor durante averías de potencia reales a partir de la fuente de potencia normal tal como la entrada de servicio de MV 142 además de datos de parámetros eléctricos y de motor generados durante una prueba del sistema de EPS 118. También pueden acoplarse monitores de potencia a diferentes porciones de la red de distribución eléctrica.
Un sensor de temperatura opcional 514 mide la temperatura en el tubo de escape del motor del generador 144 y comunica datos de temperatura del tubo de escape escape indicativos de la temperatura en el tubo de escape del motor. El sensor de temperatura 514 puede comunicar los datos de temperatura del tubo de escape directamente al dispositivo informático 504 a través de la red de comunicaciones 502 o indirectamente mediante el segundo dispositivo de monitorización de potencia 512. Cualquier combinación de los datos de parámetros eléctricos a partir del segundo dispositivo de monitorización de potencia 512, los datos de temperatura del tubo de escape a partir del segundo dispositivo de monitorización de potencia 512 o directamente a partir del sensor 514, y la información de estado a partir del primer dispositivo de monitorización 510 pueden almacenarse en la base de datos 506, a la que se accede por el dispositivo informático 504 para evaluar un resultado de una prueba del EPSS 118 basándose en cualquier combinación de los datos de temperatura del tubo de escape, los datos de parámetros eléctricos y la información de estado.
El segundo dispositivo de monitorización de potencia 512 puede ser cualquier dispositivo de monitorización tal como un monitor de potencia ION7550 o ION7650 disponible de Schneider Electric. El segundo dispositivo de monitorización de potencia 512 monitoriza parámetros eléctricos (por ejemplo, corriente, tensión, frecuencia) del generador 144 mediante entradas analógicas así como tres contactos de estado del generador 144, que monitorizan el estado operativo del generador 144 (por ejemplo, “arranque”, “funcionamiento” y “parado”), mediante entradas digitales. Un cambio en el estado operativo de cualquiera de los tres contactos se almacena en una memoria del segundo dispositivo de monitorización de potencia 512 junto con un sello de tiempo del cambio de estado. El sello de tiempo puede incluir la hora y la fecha en las que cambió el estado operativo del generador 144. Además, uno o más parámetros de motor del generador 144, tales como cualquier combinación de una tensión de batería de una batería en el generador 144, la temperatura del tubo de escape del motor del generador 144, una temperatura o presión de refrigerante del motor del generador 144 o una presión de combustible diferencial a través de un filtro de combustible del motor del generador 144, etc., pueden recibirse en las entradas analógicas del segundo dispositivo de monitorización de potencia 512 y almacenarse en una memoria del segundo dispositivo de monitorización de potencia 512. O, en ejemplos en los que el controlador del motor en el generador 144 se comunica mediante el protocolo de mensajería MODBUS®, el monitor de potencia 512 puede recuperar estos parámetros de motor directamente a partir del controlador de motor.
El dispositivo informático 504 evalúa el resultado de prueba basándose en cualquier combinación de los datos de parámetros de motor y los datos de parámetros eléctricos y genera uno o más informes 516, que pueden visualizarse en un elemento de visualización de vídeo o imprimirse en una impresora. El primer dispositivo de monitorización 510 capta la información de estado de “prueba”, “normal” y “emergencia” transmitida por ese ATS 508. Los tres contactos de estado están vinculados a las entradas digitales del primer dispositivo de monitorización 510, que de nuevo puede ser un PLC. Tal como se describió anteriormente, la información de estado procedente del ATS 508 puede incluir además contactos que indican “potencia de servicios públicos disponible” o “potencia de emergencia disponible”. Estos contactos adicionales permiten que el usuario del dispositivo informático 504 genere informes de EPSS 516 en respuesta a una avería de servicios públicos real además de en respuesta a una prueba de EPSS.
La información de estado, los datos de parámetros de motor y los datos de parámetros eléctricos se suben automáticamente por los dispositivos de monitorización en el sistema de fiabilidad 100 a través de la red de comunicaciones 502 a la base de datos 506, que puede ser una base de datos de SQL server, tal como una base de datos de SQL server de ION Enterprise disponible de Schneider Electric. Un módulo de notificación del EPSS 500 recupera los datos a partir de la base de datos 506 para producir informes de prueba de EPSS 516. El módulo de notificación es un componente ejecutable por máquina que funciona en el dispositivo informático 504.
El diagrama de bloques funcional mostrado en la figura 5 ilustra los componentes básicos implicados en el EPSS 500 y, evidentemente, hay numerosas maneras en las que puede configurarse un sistema de e Ps para llevar a cabo pruebas automatizadas tal como se da a conocer en el presente documento. La figura 6A muestra una configuración esencial o básica.
En la figura 6A, se muestra una configuración de EPSS esencial o básica 600, que se basa en el EPSS 500 mostrado en la figura 5. Las líneas numeradas 602 se comunican a través de un protocolo de comunicaciones en serie MODBUS®, las líneas numeradas 604 corresponden a líneas de I/O digitales y las líneas numeradas 606 se comunican usando el protocolo de comunicaciones de Ethernet. La configuración de EPSS esencial 600 incluye la red de comunicaciones 502 y el dispositivo informático 504 mostrados en la figura 6A. En este ejemplo, la red de comunicaciones 502 es una red de Ethernet que está acoplada al dispositivo informático 504 y a un primer, segundo, tercer y cuarto dispositivos de monitorización o dispositivos de control lógico programable 608a,b,c,d. Cualquiera de los dispositivos de monitorización 608 dados a conocer en el presente documento también pueden corresponder a los dispositivos de monitorización 510, 512 mostrados en la figura 5, y viceversa. El primer, segundo y tercer dispositivos de monitorización 608a-c comunican datos de parámetros de motor asociados con la primera, segunda y tercera fuentes de potencia alternativas 610a-c mediante un protocolo de comunicaciones en serie, tal como MODBUS®, a las fuentes de potencia alternativas respectivas 610a,b,c tales como generadores de diésel. Cada generador 610a,b,c incluye al menos tres salidas digitales (marcadas X que indica un estado de arranque de motor, R que indica un estado de funcionamiento de motor y S que indica un estado parado de motor) que suministran el estado operativo respectivo del motor al dispositivo de monitorización 610a,b,c correspondiente. El cuarto dispositivo de monitorización 608d monitoriza el estado de uno o más conmutadores de ATS 508e,f, teniendo cada uno tres salidas digitales que indican el estado del conmutador de ATS como prueba (marcado “T”), emergencia (marcado “E”) o normal (marcado “N”). Cuatro conmutadores de ATS locales 508a-d están conectados a dispositivos de sobrecorriente (Overcurrent Devices, OCD) respectivos con un mecanismo de conmutación tal como un disyuntor de potencia MASTERPACT® disponible de Schneider Electric. Las salidas digitales de los conmutadores de ATS 508a-d que indican información de estado de cada uno de los conmutadores de ATS se reciben en entradas digitales correspondientes del primer dispositivo de monitorización o PLC 608a. Cada uno de los conmutadores de ATS 508af incluye una entrada digital de control, y cada uno de los dispositivos de monitorización 608a-608d incluye una salida digital de control correspondiente (marcada “T” en la figura 6A), para indicar por los dispositivos de monitorización 608a-608d a cada uno de los conmutadores de ATS 508a,b,c,d,e,f correspondientes que cambien su estado a un estado de prueba para llevar a cabo una prueba del sistema de EPS 118.
Por ejemplo, los dispositivos de monitorización 608a-c pueden ser monitores de potencia ION7550 disponibles de Schneider Electric, que graban y almacenan datos de parámetros eléctricos, incluyendo datos de calidad de potencia, a partir de cada uno de los generadores 610a-c correspondientes, información de estado referente a cada uno de los conmutadores de ATS 508a-d y pueden alimentarse con potencia mediante baterías o un suministro de potencia ininterrumpido (Uninterruptible Power Supply, UPS) durante una avería de potencia procedente de la fuente de potencia de servicios públicos principales 142. El dispositivo de monitorización 608d también puede ser un monitor de potencia ION7550 disponible de Schneider Electric, y monitoriza conmutadores de ATS 508e,f que son remotos con respecto a los conmutadores de ATS 508a-d. El dispositivo informático 504 puede acoplarse en comunicación a un dispositivo de radiobúsqueda 614 para comunicar alarmas u otra información durante pruebas del EPSS 118.
La configuración de EPSS automatizada 600 mostrada en la figura 6A tiene una funcionalidad básica en la que se implementa monitorización de potencia únicamente en los generadores 610a,b,c. Todos los conmutadores de ATS 508a-f tienen monitorización únicamente de información de estado (prueba, emergencia, normal). Esta configuración básica puede ser adecuada para proyectos sensibles al coste.
Para configuraciones en las que se requiere medición de potencia a nivel de ATS así como a nivel de generador, puede usarse la configuración potenciada a modo de ejemplo 600', configuración mostrada en la figura 6B. En este ejemplo de configuración 600', también puede vincularse información de estado de ATS a la medición de ATS respectiva, o cualquier dispositivo de monitorización de potencia cercano con entradas digitales. Los componentes iguales se muestran con números de referencia iguales. En la figura 6B, se instalan dispositivos de monitorización 608e,f,g,h adicionales para proporcionar datos de parámetros eléctricos a partir de los conmutadores de ATS 508a-f. Los dispositivos de monitorización 608e-h pueden captar y almacenar valores de demanda pico y otra información tal como se especifica en la sección 220.87 del Código eléctrico nacional (National Electrical Code, NEC). En esta configuración de EPSS potenciada 600', los dispositivos de monitorización 608f y 608g pueden ser monitores de potencia basados en PM8 disponibles de Schneider Electric. El dispositivo informático 504 puede iniciar una prueba del sistema de EPSS 118 y también puede proporcionar información de estado asociada con los dispositivos de sobrecorriente 612a-e.
Finalmente, para configuraciones de EPSS en las que la calidad de potencia es importante para maquinaria o equipos críticos tales como máquinas de IRM, es deseable equipar conmutadores de ATS selectivos con medición de calidad de potencia potenciada. La figura 6C ilustra un ejemplo de configuración de EPSS exhaustiva 600” en la que los generadores 610a-c están equipados con medición de calidad de potencia. La configuración 600” es similar a la configuración 600' en la figura 6B excepto porque los dispositivos de sobrecorriente (OCD) 612a-e incluyen una interfaz de comunicaciones 616a-e, y cada ATS 508a-f se monitoriza mediante un dispositivo de monitorización 608jo correspondiente. La interfaz de comunicaciones 616a-e comunica datos de parámetros eléctricos (tales como datos de calidad de potencia, datos de demanda pico y otros datos de demanda máxima) e información de estado de ATS (tal como prueba, emergencia y normal) mediante un protocolo de comunicaciones en serie 602 al dispositivo informático 504 mediante el dispositivo de monitorización 608m a través de Ethernet 502. Cada dispositivo de monitorización 608j-o puede incluir opcionalmente una entrada adicional a partir de cada uno de los conmutadores de ATS 508a-f que indica un estado de contactos disponibles de potencia normal y contactos disponibles de potencia de emergencia, que indican la fuente de potencia (por ejemplo, normal 142 o alternativa 144) suministrada a través del ATS 508. Tal como se indicó anteriormente, cada uno de los dispositivos de monitorización 608a-c que monitorizan los generadores 610a-c respectivos monitoriza si los generadores 610a-c pueden soportar un nivel de carga requerido mínimo (por ejemplo, el 30% en los Estados Unidos) durante un periodo de tiempo mínimo (por ejemplo, 30 minutos). Los dispositivos de monitorización 608a-c comienzan a grabar cuando la temperatura del tubo de escape que está monitorizándose por los dispositivos de monitorización 608a-c alcanza la temperatura de chimenea.
Los ejemplos de configuración básica, potenciada y exhaustiva mostrados en las figuras 6A-6C pueden usarse junto con cualquier solución de pruebas de EPSS dada a conocer en el presente documento. Evidentemente, estas configuraciones pueden ajustarse a escala a cualquier tamaño para adaptarse a una aplicación particular, y pueden usarse menos o más dispositivos de los mostrados. El EPSS 500 mostrado en la figura 5 es un EPSS básico, que puede expandirse a cualquier configuración, tal como las configuraciones 600, 600' y 600” mostradas en las figuras 6A-6C. Tal como se usa en el presente documento, las configuraciones 600, 600', 600” también pueden denominarse de diversas maneras como EPSS.
El sistema de prueba de EPSS 120 interacciona con los otros sistemas en la figura 1 con su aspecto de características de monitorización y control, transfiriendo los datos de medición reales al servicio de notificación o sistema de alarmas interno del gestor de instalación y sistemas de edificio 122. El sistema de prueba de EPSS 120 que realiza monitorización y/o medición del generador 144 proporciona detalles sobre la carga de grupo electrógeno y registro y sello de tiempo del estado de grupo electrógeno, el registro de parámetros de motor, calor del tubo de escape y captación de forma de onda durante el arranque y la transferencia de cargas. El sistema de prueba de EPSS 120 monitoriza el ATS y proporciona detalles de la carga de ATS además de registro y sello de tiempo de posición de conmutador de transferencia, lo cual resulta útil para la planificación/monitorización de capacidad. Además, la captación de forma de onda de transferencias puede realizarse para verificar que la conmutación de transferencia no está provocando perturbaciones de tensión inusuales. El estado del ATS también se monitoriza para proporcionar al usuario monitorización y registro en tiempo real de la posición de conmutador de transferencia con sello de hora y fecha y precisión de milisegundos, proporcionando al usuario, por ejemplo, información sobre el estado (ATS en posición normal, ATS en posición de emergencia) y control sobre el tipo de modo del ATS (modo de prueba o modo normal).
El sistema de monitorización de potencia de EPSS 120 también puede proporcionar información de estado de disyuntor. El sistema de monitorización de prueba de EPSS automatizado 120 también puede iniciar una prueba de EPSS a partir del software de monitorización y control. Esto se realiza poniendo de manera remota un ATS en modo de prueba a partir del software de monitorización y control mediante una salida digital en un dispositivo de monitorización de potencia o RTU.
Las pruebas y monitorización no intrusivas del EPSS 118 mediante el software de monitorización integran el sistema de prueba de EPSS 120 con el sistema de fiabilidad 100 en la figura 1. Las pruebas del EPSS 118 de manera regular dentro de los parámetros de funcionamiento apropiados son importantes porque las pruebas de sistema destacan zonas de problema que se necesitan abordar para aumentar el tiempo medio entre fallos (Mean Time Between Failures, MTBF) global del sistema. Algunos o todos de los monitores de potencia pueden incluir un puerto de comunicación para comunicarse con una instalación de gestión remota tal como el proveedor de servicios de tercero 104 mediante la red de comunicaciones como parte del sistema de monitorización 122.
El sistema de fiabilidad 100 en la figura 1 se basa en la conexión y automatización de los componentes anteriormente descritos que pueden realizar diversos servicios. La información referente al suministro de potencia procedente de la fuente de servicios públicos principales tal como la entrada de servicio de MV 142 se envía a través de una red de comunicaciones que puede formar parte del sistema de monitorización 122. En el caso de una condición de desconexión que puede interrumpir el suministro de potencia a una carga en una zona crítica tal como la sala de operaciones, esta información incluye la aparición de condiciones de desconexión. Otra información puede incluir volver a cerrar disyuntores y cambios en los ajustes de disyuntores. Se transmite una alarma a través de la red de comunicaciones cuando se produce una condición de desconexión, de modo que puede tomarse una acción para reanudar el suministro de potencia a cargas a las que se les ha interrumpido el suministro de potencia. La alarma se transmite al menos a estaciones de comunicación asociadas con las cargas críticas tales como los paneles de pantalla táctil 410, la estación de trabajo 420 y el ordenador de mantenimiento 422 en la figura 4. Se indica automáticamente a un conmutador de transferencia automática que acople una fuente de potencia alternativa tal como el generador 144 a las cargas a las que se les ha interrumpido el suministro de potencia, si no se restaura el suministro de potencia a tales cargas dentro de un periodo de tiempo previamente establecido. El sistema de fiabilidad 100 también almacena y evalúa periódicamente información referente a las apariciones de condiciones de desconexión y usos de dicha fuente de potencia alternativa por una carga, y transmite una alerta a través de la red de comunicaciones a partes relevantes tales como la gestión de instalación o el servicio de tercero 104 proporciona una alerta cuando la evaluación identifica un cambio de rendimiento para cualquier carga.
El gestor de la instalación puede realizar decisiones inteligentes que ayudarán a prevenir fallos de distribución eléctrica o, en el improbable caso de un fallo, basándose en el uso del sistema de fiabilidad 100. El gestor de la instalación también puede volver a energizar el sistema de potencia de la manera más rápida y segura posible.
Los servicios ofrecidos por el sistema 100 permiten subcontratar el mantenimiento y funcionamiento de la infraestructura de distribución eléctrica en una instalación tal como la instalación de hospital 102 en la figura 1 a un proveedor de servicios remotos externo 104 que funciona como gestor de instalaciones remoto. Permitiendo empresas de gestión de instalación externas, la red de distribución eléctrica completa puede gestionarse de manera remota y se le proporciona a la instalación de hospital información que les ayuda a realizar decisiones informadas sobre sus operaciones.
Estos servicios pueden incluir: 1) gestión de instalación remota; 2) mantenimiento predictivo de accionamiento; 3) mantenimiento preventivo y de interrupción; y 4) servicios electrónicos. Los servicios de gestión de instalación remota pueden extraer datos a partir de una instalación mediante la red de comunicaciones del sistema de monitorización 122 y usar esta información para gestionar de manera remota la instalación. Los datos pueden incluir flujo de corriente, desconexiones, estado de disyuntor, información de ciclo de vida, elementos térmicos de captación, diversos parámetros de motor de grupo electrógeno, carga, etc. Generalmente hay cuatro tipos de acciones que pueden ofrecerse mediante servicios de gestión de instalación remota. Las acciones pueden ser en respuesta a una alerta o un mensaje para iniciar la acción de mantenimiento en respuesta a cambios previamente establecidos detectados por la información del sistema de monitorización 122 referente a características seleccionadas del sistema de distribución eléctrica y una carga crítica en zonas críticas. El sistema de fiabilidad 100 puede permitir servicios de mantenimiento de tercero para servicios justo a tiempo. El sistema de fiabilidad 100 puede enviar a un proveedor de servicios de tercero para una reparación de emergencia inmediata para proporcionar servicios o mantenimiento inmediatos en un dispositivo o para abordar una alerta que puede proceder de cualquier parte de la instalación. El sistema de fiabilidad 100 puede ayudar a guiar a una persona no especializada por las etapas para resolver un problema y volver a conectar el sistema. El sistema de fiabilidad también puede etiquetar el problema para abordarse mediante un calendario de mantenimiento y volver a energizar el sistema de manera remota. Esto resulta beneficioso para el usuario ya que aumenta la fiabilidad del sistema y sus componentes porque ahora el usuario sabe que, aunque se ha activado una alerta para un dispositivo o parte (es decir, disyuntor activado), la parte no fallará en el calendario de mantenimiento convencional y, por tanto, el usuario puede reducir el coste retrasando el mantenimiento no crítico.
La figura 7 es un ejemplo del flujo de trabajo que se produce para desplegar el sistema de fiabilidad 100. Una avería o acontecimiento de potencia se produce en un sistema de potencia en una instalación tal como la instalación de hospital 102 (700). El acontecimiento activa una alerta para las partes interesadas relevantes mediante los dispositivos de monitorización conectados (702). Por ejemplo, puede haber una activación de disyuntor que es una emergencia porque el hospital no tiene potencia en una porción de la instalación. El sistema de ECPR 112 toma toda la información relevante sobre la avería y envía la información a servicios remotos o mantenimiento de instalación interno (704). Dado que los servicios remotos tienen una visión general sobre todo el sistema de instalación y sus componentes, los servicios remotos pueden recibir y entender el problema, entender el problema de componentes, información previa sobre partes, desgaste de componentes, etc., en el contexto de todo el sistema de potencia y realizar una recomendación informada sobre cómo restablecer o volver a energizar de la mejor manera el sistema de potencia. Entonces, el gestor de instalación se pone en contacto con servicios remotos (o viceversa) (706). Las comunicaciones pueden realizarse por correo electrónico, teléfono, etc., y se envían a las personas relevantes y partes interesadas clave con cuestiones para ayudarles a resolver el problema, o proporcionarles consejos para aplazar el problema a otro calendario de mantenimiento. Las “partes interesadas” son altamente variables y pueden incluir personas tan importantes como el gestor de instalación o incluso el CEO, pero también los trabajadores de primera línea que estarán disponibles basándose en sus turnos de mantenimiento para el encargado, etc. A partir de la información proporcionada a los servicios remotos (mediante el sistema de ECPR 112), ahora pueden trabajar con una persona de mantenimiento relativamente sin experiencia para arreglar el disyuntor y volver a cerrarlo, o volver a cerrarlo de manera remota si no hay ningún error (708). Si ven dónde está el error/alerta en el sistema, pueden planificar y priorizar una reparación según sea necesario.
Las soluciones y problemas pueden priorizarse en el sistema de fiabilidad 100. Por ejemplo, los disyuntores principales pueden etiquetarse con prioridad superior a disyuntores secundarios. La información de prioridad específica se alimenta a partir del sistema de ECPR 112. La visión general de todo el sistema de monitorización de potencia proporciona el contexto para realizar una decisión de mantenimiento relevante que es eficiente tanto en cuanto al tiempo como en cuanto al coste.
Los servicios de mantenimiento predictivo de accionamiento incluyen proporcionar mantenimiento predictivo basándose en la información a partir del sistema de fiabilidad 100 (específicamente a partir del sistema de prueba de EPSS 120 y el sistema de ECPR 112) y los datos del fabricante. En este servicio de gestión de instalación, el proveedor de servicios remotos hace coincidir los límites del fabricante sobre los dispositivos con los acontecimientos reales, y proporciona una recomendación sobre la manera más eficiente de reparar el sistema con el tiempo de inactividad más corto. Estos servicios usan datos de mantenimiento reales para crear un modelo realista basándose en condiciones reales, en contraposición a cálculos teóricos. La porción predictiva real se genera obteniendo datos a partir del sistema de prueba de EPSS 120 y el sistema de ECPR 112 y alimentándolos al modelo de servicios.
Por ejemplo, los disyuntores requieren mantenimiento para funcionar, pero demasiado mantenimiento también puede suponer un problema. Si no se accionan nunca los disyuntores, esto crea una preocupación de fiabilidad porque necesitan someterse a ciclos para lubricar los componentes mecánicos. Sin embargo, si se accionan continuamente los disyuntores debido a pruebas continuas, esto también supone una preocupación de fiabilidad, porque la frecuencia de funcionamiento puede dar como resultado tener que sustituir el disyuntor. En este servicio, el sistema 100 usa datos recopilados por el sistema de ECPR 112 (números de funcionamiento mínimo y máximo frente a las recomendaciones del fabricante) de modo que, cuando se produce una activación real, tiene el historial para realizar la decisión sobre si el disyuntor requiere o no una sustitución de emergencia o puede volver a cerrarse y etiquetarse para su mantenimiento futuro. Combinar las características eléctricas del fabricante del disyuntor/equipo con datos de uso reales proporciona al proveedor de servicios remotos 104 los datos sobre cuándo se necesita realizar manualmente un mantenimiento, actualización, sustitución, etc., del disyuntor/equipo.
Los servicios de mantenimiento preventivo y de interrupción pueden usarse para mejorar ahorros de coste y fiabilidad, y usar el sistema de fiabilidad 100 para coordinar entre los servicios públicos y la instalación. Una situación es que, a petición de los servicios públicos, puede desconectarse la instalación crítica de la red de distribución y conmutarse a sus propias fuentes de potencia. Esto se producirá cuando los servicios públicos tienen demasiada demanda predicha en comparación con el suministro disponible y necesitan gestionar sus propios recursos. También se producirá si los servicios públicos tienen conocimiento sobre una avería inminente posiblemente debido a condiciones meteorológicas o mantenimiento predicho. Una segunda situación es cuando los servicios públicos piden que se usen suministros de potencia de respaldo, pero se realimenten a la red de distribución. Esto sucederá cuando los servicios públicos necesitan un exceso de capacidad para cumplir su demanda requerida. Otra situación es llevar a cabo un estudio de coordinación por un sistema de monitorización tal como el sistema de monitorización 412 en la figura 4, cuando se cambian los ajustes de un disyuntor. Una identificación de cualquier punto de posible fallo identificado por el estudio de coordinación se transmite a través de la red de comunicaciones incluida en el sistema de monitorización 122 a personal tal como el gestor de instalaciones 0 un proveedor de servicios de tercero tal como el proveedor de servicios 104.
El servicio electrónico es un servicio de “notificación inteligente” que proporciona notificación basándose en los requisitos reales de la instalación o sus máquinas/productos a las partes interesadas relevantes. Por ejemplo, la práctica convencional es hacer funcionar un generador de respaldo durante una hora al mes para asegurarse de que funciona, someter a prueba el conmutador de transferencia, etc. Sin embargo, en la práctica esto se realiza manualmente, cuando un usuario puede “falsear” los datos si casi pasa la prueba, pero en realidad no pasa (es decir, funciona durante 56 minutos, no 1 hora según el requisito; el conmutador de transferencia tarda 12 segundos en volver a energizar el sistema, en contraposición a los 10 segundos requeridos por los reglamentos). Con el servicio electrónico, se aprovecha la monitorización y grabación de todos los sistemas y los datos asociados, y puede proporcionar un informe preciso a la instalación basándose en comparación de los requisitos de prueba con la norma real. Como extensión, esto también proporciona la capacidad para las partes interesadas clave (es decir, gestor de instalación, CEO, etc.) de disponer de notificación precisa y automatizada “bajo demanda” de la información.
Otro servicio electrónico puede combinar la información de instalación con información externa que tendrá un impacto sobre la instalación. Normalmente, el gestor de instalación no conocerá o tendrá detalles sobre esta información. Esto incluye realizar un seguimiento de equipos instalados para retiradas por el fabricante y realizar automáticamente una acción sobre el equipo afectado con mantenimiento planificado o la sustitución inmediata si está justificado. Esto resulta beneficioso para la instalación ya que consolida la necesidad de coordinar retiradas y el mantenimiento/sustitución requerido todo en un acontecimiento. En segundo lugar, beneficia a los proveedores de equipos ya que ahora tienen capacidad para obtener realimentación a partir de servicios electrónicos sobre cuántos equipos retirados están implementados, específicamente cuántos están en un punto crítico y necesitan repararse inmediatamente, y cuántos tienen problemas de bajo riesgo y puede aplazarse el mantenimiento o sustitución durante un periodo de tiempo.
Otro caso es el análisis de tendencia de características de equipos a través de diferentes instalaciones (clientes del tercero) para impulsar mantenimiento predictivo en dispositivos. Con frecuencia, unos pocos puntos de datos sobre dispositivos en una instalación pueden no ser suficientes para predecir el fallo con alta precisión, pero combinando datos a través de clientes pueden proporcionarse suficientes datos estadísticos como para mejorar las predicciones sobre cuándo se requiere mantenimiento. En la práctica, si sólo se somete a prueba un generador durante, quizás, 1 hora, una vez al mes (según la norma local) y una instalación es pequeña con tan sólo 1 generador, no tiene suficientes datos como para medir una deriva de tiempo de funcionamiento a lo largo de un periodo de tiempo corto. Sin embargo, en combinación con otros datos de generadores similares de otras instalaciones, proporciona suficiente información para que los servicios electrónicos analicen rápidamente la información para predecir de manera apropiada el mantenimiento o fallo. Además, también proporciona un punto de referencia para el equipo monitorizado frente a otras ubicaciones para indicar por qué puede no estar funcionando dentro del intervalo o quizás es el que corre el “riesgo más alto” de todos los equipos de modo que debe investigarse de cualquier manera.
Cualquiera de estos algoritmos incluye instrucciones legibles por máquina para su ejecución por: (a) un procesador, (b) un controlador y/o (c) cualquier otro dispositivo de procesamiento adecuado. Se entenderá fácilmente que el sistema 100 incluye un dispositivo o dispositivos de procesamiento adecuados de este tipo. Cualquier algoritmo dado a conocer en el presente documento puede implementarse en software almacenado en un medio tangible tal como, por ejemplo, una memoria flash, un CD-ROM, un disco flexible, un disco duro, un disco versátil digital (DVD) u otros dispositivos de memoria, pero los expertos habituales en la técnica apreciarán fácilmente que todo el algoritmo y/o partes del mismo pueden ejecutarse alternativamente por un dispositivo distinto de un controlador y/o implementado en firmware o hardware dedicado de una manera bien conocida (por ejemplo, pueden implementarse mediante un circuito integrado específico de aplicación (ASIC), un dispositivo lógico programable (PLD), un dispositivo lógico programable en campo (FPLD), lógica discreta, etc.). Además, algunas o la totalidad de las instrucciones legibles por máquina representadas en un diagrama de flujo representado en el presente documento pueden implementarse manualmente. Además, aunque se describen algoritmos específicos con referencia a diagramas de flujo representados en el presente documento, los expertos habituales en la técnica apreciarán fácilmente que alternativamente pueden usarse muchos otros métodos de implementación del ejemplo de instrucciones legibles por máquina. Por ejemplo, el orden de ejecución de los bloques puede cambiarse y/o algunos de los bloques descritos pueden cambiarse, eliminarse o combinarse.
La figura 8 es un diagrama de flujo de un procedimiento de evaluación inventivo que usa el sistema de fiabilidad 100 en la figura 1. El sistema de fiabilidad 100 puede gestionar un sistema de distribución eléctrica para una instalación de atención sanitaria tal como el hospital 102 en la figura 1 que tiene cargas eléctricas que incluyen cargas críticas que requieren un suministro de potencia altamente fiable tal como en la sala de operaciones 124. La instalación de atención sanitaria tiene una fuente de potencia de servicios públicos principales tal como la entrada de servicio de MV 142 para suministrar potencia a las cargas mediante el sistema de distribución eléctrica y una fuente de potencia alternativa tal como el generador 144 para suministrar potencia a al menos algunas de las cargas en caso de perturbación de la potencia procedente de la fuente de servicios públicos principales. Al menos un conmutador de transferencia automática acopla selectivamente las fuentes de potencia de servicios públicos principales y alternativa a las cargas. La información referente al suministro de potencia a las cargas a partir de la fuente de servicios públicos principales se recibe a través de una red de comunicaciones tal como la red de comunicaciones que forma parte del sistema de monitorización 122 (1000). La información incluye la aparición de condiciones de desconexión que interrumpen el suministro de potencia a cargas identificadas tales como cargas en la sala de operaciones 124.
Se transmite una alarma a través de la red de comunicaciones cuando se produce una condición de desconexión de modo que puede tomarse una acción para reanudar el suministro de potencia a cargas a las que se les ha interrumpido el suministro de potencia (1002). La alarma se transmite al menos a estaciones de comunicación asociadas con dichas cargas críticas tales como los paneles de pantalla táctil 410 o la estación de trabajo 422 en la figura 4. Se le indica a un conmutador de transferencia automática, a través de la red de comunicaciones, que acople la fuente de potencia alternativa a las cargas a las que se les ha interrumpido el suministro de potencia si el suministro de potencia a tales cargas no se restaura dentro de un periodo de tiempo previamente establecido (1004).
Se almacena y se evalúa periódicamente información referente a las apariciones de condiciones de desconexión y usos de la fuente de potencia alternativa por la carga (1006). Se transmite una alerta a través de la red de comunicaciones cuando la evaluación identifica un cambio de rendimiento para cualquier carga (1008). La alerta puede generarse automáticamente por la estación de gestión de instalación remota tal como el proveedor de servicios remotos 104. Se inicia una acción de mantenimiento en respuesta a la alerta. Se comunica la alerta a una estación de gestión de instalación remota tal como aquella en el proveedor de servicios remotos 104 en formato de información de diagnóstico en tiempo real. Tal información de diagnóstico puede incluir información referente al nuevo cierre remoto de los disyuntores. La información de diagnóstico también puede iniciar una comprobación de fallos para determinar las causas de condiciones de desconexión y si puede reanudarse de manera segura el suministro de potencia.
Otro procedimiento, no cubierto por las reivindicaciones, para gestionar el sistema de distribución eléctrica para una instalación de atención sanitaria tal como el hospital 102 descrito anteriormente se muestra en la figura 9. La información referente al suministro de potencia a cargas a partir de la fuente de servicios públicos principales tal como el bucle de servicio de MV 142 se recibe a través de la red de comunicaciones (1100). La información incluye la aparición de condiciones de desconexión que interrumpen el suministro de potencia a cargas identificadas, nuevos cierres de disyuntores y cambios en los ajustes de disyuntores. Se transmite una alarma a través de la red de comunicaciones cuando se produce una condición de desconexión de modo que puede tomarse una acción para restaurar el suministro de potencia a cargas a las que se les ha interrumpido el suministro de potencia (1102). La alarma se transmite al menos a estaciones de comunicación tales como la estación de trabajo 420 o 424 asociada con las cargas críticas que están en la sala de operaciones 124 en este ejemplo. Se lleva a cabo un estudio de coordinación convencional por un controlador tal como el procesador asociado con una estación de trabajo cuando se cambia el ajuste de un disyuntor (1104). El estudio de coordinación puede llevarse a cabo en tiempo real si se desea. Se transmite a través de la red una identificación de cualquier punto de fallo posible identificado mediante el estudio de coordinación. El estudio de coordinación puede identificar un único punto más probable de fallo posible en dicho sistema de distribución. Un supervisor puede iniciar un modo de funcionamiento de mantenimiento para los disyuntores en respuesta a dicha alerta.
La figura 10 muestra otro procedimiento, no cubierto por las reivindicaciones, usado por el sistema de fiabilidad 100 para gestionar el sistema de distribución eléctrica para una instalación de atención sanitaria tal como el hospital 102 en la figura 1. La información referente al suministro de potencia a las cargas en el hospital 102 a partir de la fuente de servicios públicos principales se recibe a través de una red de comunicaciones (1200). La información incluye la aparición de condiciones de desconexión que interrumpen el suministro de potencia a cargas identificadas, nuevos cierres de disyuntores y cambios en los ajustes de disyuntores. La información referente a características seleccionadas de al menos uno del sistema de distribución y una carga crítica se recibe a través de una red de comunicaciones. Se recibe y se monitoriza la información (1204). Se transmite una alerta o comunicación que inicia una acción de mantenimiento a través de la red de comunicaciones en respuesta a cambios previamente establecidos detectados en la monitorización y en información referente a características seleccionadas de al menos uno de dicho sistema de distribución y una carga crítica (1206).
Aunque se han ilustrado y descrito realizaciones y aplicaciones particulares de la presente invención, debe entenderse que la invención no se limita a la construcción y composiciones precisas dadas a conocer en el presente documento y que diversas modificaciones, cambios y variaciones pueden resultar evidentes a partir de las descripciones anteriores sin alejarse del alcance de la invención tal como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Claims (1)

  1. REIVINDICACIONES
    Método de gestión de un sistema de distribución eléctrica para una instalación de atención sanitaria (102) que tiene cargas eléctricas que incluyen cargas críticas que requieren un suministro de potencia altamente fiable, una fuente de potencia de servicios públicos principales (142) para suministrar potencia a dichas cargas mediante dicho sistema de distribución eléctrica, y una fuente de potencia alternativa (144) para suministrar potencia a al menos algunas de las cargas en caso de perturbación de la potencia procedente de la fuente de servicios públicos principales, comprendiendo dicho método:
    recibir (1000), a través de una red de comunicaciones, información referente al suministro de potencia a dichas cargas a partir de dicha fuente de potencia de servicios públicos principales, incluyendo dicha información la aparición de condiciones de desconexión que interrumpen el suministro de potencia a cargas identificadas;
    transmitir (1002), a través de dicha red de comunicaciones, una alarma cuando se produce una condición de desconexión de modo que puede tomarse una acción para reanudar el suministro de potencia a cargas a las que se les ha interrumpido el suministro de potencia, transmitiéndose dicha alarma al menos a estaciones de comunicación asociadas con dichas cargas críticas;
    indicar (1004), a través de dicha red de comunicaciones, a un conmutador de transferencia automática que acople dicha fuente de potencia alternativa a dichas cargas a las que se les ha interrumpido el suministro de potencia, si no se restaura el suministro de potencia a tales cargas dentro de un periodo de tiempo previamente establecido;
    almacenar y evaluar periódicamente (1006) información referente a las apariciones de condiciones de desconexión y usos de dicha fuente de potencia alternativa por una carga, y transmitir (1008), a través de dicha red de comunicaciones, una alerta cuando dicha evaluación identifica un cambio de rendimiento para cualquier carga;
    iniciar una acción de mantenimiento en respuesta a dicha alerta; y
    comunicar dicha alerta a una estación de gestión de instalación remota en formato de información de diagnóstico en tiempo real.
    Sistema de distribución eléctrica para una instalación de atención sanitaria (102) que tiene cargas eléctricas que incluyen cargas que requieren un suministro de potencia altamente fiable, teniendo la instalación de atención sanitaria una fuente de potencia de servicios públicos principales (142) para suministrar potencia a dichas cargas mediante dicho sistema de distribución eléctrica y una fuente de potencia alternativa (144) para suministrar potencia a al menos algunas de las cargas en caso de perturbación de la potencia procedente de la fuente de servicios públicos principales, comprendiendo dicho sistema de distribución eléctrica
    un sistema de distribución de potencia eléctrica dentro de dicha instalación para suministrar potencia a dichas cargas;
    dispositivos de monitorización (122) acoplados a dicho sistema de distribución de potencia eléctrica para monitorizar la potencia suministrada a cargas seleccionadas en dicha instalación de atención sanitaria y detectar condiciones de fallo;
    dispositivos de interrupción de potencia en dicho sistema de distribución de potencia eléctrica para interrumpir el suministro de potencia a cargas seleccionadas en respuesta a la detección de una condición de fallo;
    una red de comunicaciones acoplada a dichos dispositivos de monitorización;
    un conmutador de transferencia automática (146); y
    un controlador acoplado a dichos dispositivos de monitorización, a dichos dispositivos de interrupción, a dicha red de comunicaciones y a dicho conmutador de transferencia automática; y
    en el que el controlador está configurado para realizar el método según la reivindicación 1.
    Producto de programa informático, que comprende uno o más medios tangibles no transitorios que tienen una lógica de programa legible por ordenador incorporada en los mismos, comprendiendo la lógica de programa legible por ordenador instrucciones para hacer que el sistema de distribución eléctrica según la reivindicación 2 realice el método según la reivindicación 1.
ES10290590T 2010-11-02 2010-11-02 Sistema de distribución eléctrica fiable con fuente de potencia alternativa Active ES2941889T3 (es)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP10290590.8A EP2448087B1 (en) 2010-11-02 2010-11-02 Reliable electrical distribution system with alternate power source

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2941889T3 true ES2941889T3 (es) 2023-05-26

Family

ID=43533003

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES10290590T Active ES2941889T3 (es) 2010-11-02 2010-11-02 Sistema de distribución eléctrica fiable con fuente de potencia alternativa

Country Status (4)

Country Link
EP (1) EP2448087B1 (es)
CN (1) CN103283102B (es)
ES (1) ES2941889T3 (es)
WO (1) WO2012061014A1 (es)

Families Citing this family (39)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10989977B2 (en) 2011-03-16 2021-04-27 View, Inc. Onboard controller for multistate windows
US8791814B2 (en) * 2012-07-27 2014-07-29 Kohler Company Remote annunciator
US8792569B2 (en) * 2012-12-21 2014-07-29 International Business Machines Corporation Power distribution system utilizing digital communications to determine the configuration thereof
CN103560478B (zh) * 2013-11-15 2016-01-13 哈尔滨工业大学 意外断电保护装置
CN104753166B (zh) * 2013-12-25 2017-09-22 施耐德电器工业公司 多类型多模式自动转换开关装置及其方法
US9430318B2 (en) 2014-01-27 2016-08-30 Microsoft Technology Licensing, Llc Health monitoring and recovery for infrastructure devices
CN105092999B (zh) 2014-05-19 2017-12-12 罗克韦尔自动化技术公司 利用多个指示的电力质量事件定位
US10859887B2 (en) 2015-09-18 2020-12-08 View, Inc. Power distribution networks for electrochromic devices
US9541586B2 (en) 2014-11-24 2017-01-10 Rockwell Automation Technologies, Inc. Capture of power quality information at the time a device fails
US12366111B2 (en) 2015-09-18 2025-07-22 View Operating Corporation Trunk line window controllers
CA2998861A1 (en) 2015-09-18 2017-03-23 View, Inc. Power distribution networks for electrochromic devices
US11384596B2 (en) 2015-09-18 2022-07-12 View, Inc. Trunk line window controllers
US20170126019A1 (en) * 2015-11-04 2017-05-04 Salt River Project Agricultural Improvement And Power District Systems and methods for redundant power supply
CN105391175B (zh) * 2015-12-08 2018-09-04 重庆上联青电科技有限公司 智能医用电能保障系统
CN105467849B (zh) * 2015-12-19 2018-10-19 移康智能科技（上海）股份有限公司 智能空气开关的监控方法及系统
US10170930B2 (en) * 2015-12-28 2019-01-01 Runway Energy, LLC Electrical power restoration system for a circuit assembly and method
CN105977927B (zh) * 2016-07-05 2024-02-23 国家电网公司 一种具有选择性跳闸功能的弧光保护系统及方法
EP3548965B1 (en) * 2016-11-30 2023-01-04 View, Inc. Power distribution networks for electrochromic devices
RU169814U1 (ru) * 2017-02-10 2017-04-03 Акционерное общество "Научно-технический центр ЭЛИНС" Коммутатор информационной и силовой сети
WO2018152249A1 (en) 2017-02-16 2018-08-23 View, Inc. Solar power dynamic glass for heating and cooling buildings
FR3065810B1 (fr) * 2017-04-26 2019-08-30 Sagemcom Energy & Telecom Sas Procede de detection d'un affaissement d'une tension de phase d'un reseau electrique
IT201700066723A1 (it) * 2017-06-15 2018-12-15 Selind S R L Dispositivo di distribuzione di energia elettrica in bassa tensione per uso stradale
CN119920430A (zh) * 2017-07-10 2025-05-02 皇家飞利浦有限公司 针对大型医学成像系统的预测性维护
US11258293B2 (en) * 2017-10-10 2022-02-22 Schneider Electric It Corporation Methods and systems for backup power management at a power device
KR102030697B1 (ko) * 2018-03-14 2019-10-10 엘에스산전 주식회사 배전반 관리 시스템
CN109245280A (zh) * 2018-09-29 2019-01-18 中广核研究院有限公司 一种核安全级不间断电源系统及其旁路电压监视报警电路
US11631493B2 (en) 2020-05-27 2023-04-18 View Operating Corporation Systems and methods for managing building wellness
DE102020200993B4 (de) * 2020-01-28 2023-06-01 Siemens Aktiengesellschaft Fernantrieb, Anordnung mit einem Fernantrieb sowie Verfahren
TW202206925A (zh) 2020-03-26 2022-02-16 美商視野公司 多用戶端網路中之存取及傳訊
CN114400766B (zh) * 2021-11-08 2025-01-10 云南电网有限责任公司昆明供电局 一种oms调度智能分析系统和方法
CN114429304A (zh) * 2022-01-26 2022-05-03 中煤科工集团重庆智慧城市科技研究院有限公司 箱式变电站的闭环检修方法及系统
IT202200018120A1 (it) * 2022-09-05 2024-03-05 S E C A M Soc Elettricita Condizionamento Trattamento Acque Manutenzioni S P A Impianto di alimentazione di emergenza in media tensione e relativo metodo
US12197180B2 (en) 2023-02-15 2025-01-14 Caterpillar Inc. Generator set with multiple controllers for load sharing
CN116865205B (zh) * 2023-09-05 2023-11-24 温州宝翔科技有限公司 一种无线断路器故障预警方法及系统
CN117175778B (zh) * 2023-11-02 2024-01-26 江苏密特科智能装备制造有限公司 一种备用电源快速应用型工业自动控制系统
CN117559655B (zh) * 2023-11-24 2025-08-15 广东电网有限责任公司 一种基于堆叠拓扑的配电网故障自愈方法及系统
WO2025136084A1 (en) * 2023-12-21 2025-06-26 Petroliam Nasional Berhad ( Petronas) An automated start-up system for blackout recovery
CN117691749B (zh) * 2024-01-26 2024-05-28 国网湖北省电力有限公司 一种电网故障响应平台及其使用方法
CN118826302B (zh) * 2024-09-19 2024-12-03 山西琪杭科技有限公司 一种用于断路器的故障跳闸监控系统及方法

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4827152A (en) * 1988-04-18 1989-05-02 Otto Farkas Uninterruptible power supply system
DE60000413D1 (de) * 1999-02-11 2002-10-10 Battelle Memorial Inst Columbu Stromversorgung
US7529069B1 (en) * 2002-08-08 2009-05-05 Weems Ii Warren A Apparatus and method for ground fault detection and location in electrical systems
US7132951B2 (en) * 2003-07-11 2006-11-07 Liebert Corporation Apparatus and method for protecting an uninterruptible power supply and critical loads connected thereto
US7129822B2 (en) * 2004-03-02 2006-10-31 Powerware Corporation Devices for detecting the presence of a source of power
CA2579675A1 (en) * 2004-09-10 2006-03-23 Cooper Technologies Company System and method for circuit protector monitoring and management
WO2007087537A2 (en) * 2006-01-23 2007-08-02 The Trustees Of Columbia University In The City Of New York System and method for grading electricity distribution network feeders susceptible to impending failure
EP2038782B1 (en) * 2006-07-07 2011-12-07 EDSA Micro Corporation Systems and methods for real-time dynamic simulation of uninterruptible power supply solutions and their control logic systems
US8212405B2 (en) * 2007-12-05 2012-07-03 Officepower, Inc. Metering assembly and customer load panel for power delivery
US7599171B1 (en) * 2008-07-14 2009-10-06 Eaton Corporation Electrical distribution panel including first non-critical load bus and second critical load bus

Also Published As

Publication number Publication date
WO2012061014A1 (en) 2012-05-10
CN103283102B (zh) 2016-01-13
EP2448087A1 (en) 2012-05-02
EP2448087B1 (en) 2023-01-04
CN103283102A (zh) 2013-09-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2941889T3 (es) Sistema de distribución eléctrica fiable con fuente de potencia alternativa
JP6621808B2 (ja) 電圧の不在を検知するための方法及び装置
EP3236552B1 (en) Triple redundant digital protective relay and operating method therefor
US8483982B2 (en) Automated emergency power supply test using variable load bank stages
US8407017B2 (en) Automated emergency power supply test with variable, priority-based transfer times
ES2686429T3 (es) Dispositivo de control y gestión de la potencia con acceso remoto
CN103282787B (zh) 自动紧急供电测试
US8903674B2 (en) Automated emergency power supply system (EPSS) test reporting criticality of EPSS test failure
KR100763881B1 (ko) 차단기 동작시간 측정용 디지털 진단방법
US20120109552A1 (en) Automated emergency power supply test featuring user selection of load percentage or exhaust temperature
US9103895B2 (en) Automated emergency power supply test using engine exhaust temperature
KR20140073043A (ko) 변전설비 감시를 위한 스마트 단말기의 앱 서비스 시스템
JP2017123705A (ja) 分電盤監視システム、分電盤およびそれらに設置可能な分電盤監視装置
KR20100119137A (ko) 원격 배전반 관리시스템
KR101422420B1 (ko) 누전차단기의 자동복귀장치를 포함하는 리셋형 전원 스위치
KR101302068B1 (ko) 통합형 전철제어반 ｇｌｄｓ
ES2539249A2 (es) Registro de parámetros operativos de un dispositivo electrónico inteligente
JP2007226282A (ja) 警報器管理システム
KR101502990B1 (ko) 원자력 발전소의 안전모선 전원상실 예방 시스템
KR102906283B1 (ko) 스마트 수배전반, 그 화재 예방 시스템과 그 방법, 그리고 이를 위한 컴퓨터 판독 가능한 기록매체
RU2844920C1 (ru) Автоматизированная система мониторинга электротехнического оборудования
JP7617602B1 (ja) 電気設備の遠隔監視システム、電気設備の遠隔監視方法及び電気設備の遠隔監視プログラム
CN119832718A (zh) 配电箱的告警方法、告警系统和配电箱
Kamble et al. Building sustainable future: The synergy of carbon neutrality and digitalization
Papallo et al. Digital Functionality in low voltage power distribution